Bolivia: Producción de gas de San Alberto cayó a su peor nivel en 2017

Bolivia: Producción de gas de San Alberto cayó a su peor nivel en 2017

San Alberto produciría hasta 2021 al menos para cubrir sus costos operativos

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La producción de gas natural del megacampo San Alberto, ubicado en Tarija, declinó hasta llegar a 4,14 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) en diciembre de 2017, según datos de la Gobernación de Tarija. Expertos afirman que  el país  no tiene otro yacimiento del mismo nivel.

De acuerdo con el reporte departamental en 2012, el máximo volumen ofrecido  alcanzó 11,54 MMmcd  (ver gráfica), pero en anteriores años incluso llegó a producir 13 MMmcd.

El megacampo  es considerado como el yacimiento que volvió a poner  a Bolivia en el mapa de la industria petrolera en la década de los  años 90 y fue el símbolo de la nacionalización de los hidrocarburos  el 1 de mayo de 2006.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos citó que en la actualidad la producción del campo San Alberto es de alrededor  de 4,3 MMmcd de gas y 1.775 barriles por día de condensado.

“Se estima que el campo producirá hasta  2021, es decir para que por los menos cubra sus costos operativos. San Alberto ya está en declinación y se debe aprobar la compresión para evitar que decline más  y se tenga mejor factor de recobro”, advirtió.

En su criterio, el megacampo Margarita, también en Tarija, entrará en el mismo proceso dentro de unos años  y lastimosamente sólo se tiene dos probabilidades de poder encontrar nuevos reservorios que es con el pozo Boyuy, que se prevé  pueda entrar en operación  entre 2019 y 2020.

También está el pozo Jaguar, en Tarija,  que se calcula su explotación a partir de  2021.

“Bolivia tiene al presente un déficit de producción versus  demanda contratada externa e interna y vemos muy difícil de revertir esta situación. La pregunta que planteamos es: ¿con qué gas negociaremos con los compradores brasileños después de 2019-2020?”, observó.

Para el investigador de la fundación Jubileo Raúl Velásquez, la declinación del  campo San Alberto es una clara muestra de la ausencia de políticas hidrocarburíferas a largo plazo en el país, y fruto de la inestabilidad en la administración de YPFB durante los últimos 10 años.

Explicó que cuando los precios del petróleo están altos, algunos países optan por monetizar sus reservas, pero además de esto es recomendable que a medida que se explota, se impulse la exploración para recuperar las reservas que se consumen.

“Con San Alberto no ocurrió todo lo mencionado, pese a que   este campo fue el que impulsó la firma del contrato de exportación de gas natural suscrito con Brasil y fue escenario para el anuncio del Decreto Supremo 28701 de Nacionalización”, anotó.

Añadió que  en la década del  2000, San Alberto producía cerca de 3 MMmcd y en 2005 su promedio alcanzó 8 MMmcd y al igual que los otros megacampos (Sábalo y Margarita), su producción  se fue incrementando hasta llegar a 11 MMmcd en  2011, volumen que se mantuvo hasta 2013, justo durante el pico más alto del precio de exportación de gas natural.

En su mejor momento, el yacimiento llegó a contribuir con el 31% de la producción nacional, pero para 2017  su participación disminuyó hasta  8,7%.

“La constante disminución de la producción es lo que permite afirmar que está ya en etapa de declinación, el tiempo que tarde en agotarse el reservorio dependerá del factor de recuperación que defina YPFB, junto a Petrobras, YPFB Andina y Total (titulares del contrato)”, remarcó el experto de la fundación Jubileo.

Según Velásquez una rápida recuperación de reservas hidrocarburíferas para aprovechar los altos precios  entre 2010 y 2014, debió estar acompañado de políticas de reposición.

En su criterio es preocupante que     luego de casi  12 años de su  refundación, YPFB no hubiese tenido la capacidad de encontrar un campo del tamaño e importancia  que tuvo San Alberto.

 Su importancia

  • Descubrimiento  Las reservas de gas de San Alberto fueron descubiertas en 1990. La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988; sin embargo,  hacía falta un segundo pozo exploratorio.
  • Operación Años después, en 1998, se confirmó la existencia de reservas en el pozo SAL X-10. En 1999, la compañía De Golyer & Mac Naughton certificó en 5,3 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas probadas .
  •  Trabajo Luego, en   2000, se construyó la planta separadora de licuables con el primer módulo para procesar  6,6 MMmcd  de gas, que luego  subió a 13 MMmcd.

Página Siete.

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De acuerdo con el reporte departamental en 2012, el máximo volumen ofrecido  alcanzó 11,54 MMmcd  (ver gráfica), pero en anteriores años incluso llegó a producir 13 MMmcd.

El megacampo  es considerado como el yacimiento que volvió a poner  a Bolivia en el mapa de la industria petrolera en la década de los  años 90 y fue el símbolo de la nacionalización de los hidrocarburos  el 1 de mayo de 2006.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos citó que en la actualidad la producción del campo San Alberto es de alrededor  de 4,3 MMmcd de gas y 1.775 barriles por día de condensado.

“Se estima que el campo producirá hasta  2021, es decir para que por los menos cubra sus costos operativos. San Alberto ya está en declinación y se debe aprobar la compresión para evitar que decline más  y se tenga mejor factor de recobro”, advirtió.

En su criterio, el megacampo Margarita, también en Tarija, entrará en el mismo proceso dentro de unos años  y lastimosamente sólo se tiene dos probabilidades de poder encontrar nuevos reservorios que es con el pozo Boyuy, que se prevé  pueda entrar en operación  entre 2019 y 2020.

También está el pozo Jaguar, en Tarija,  que se calcula su explotación a partir de  2021.

“Bolivia tiene al presente un déficit de producción versus  demanda contratada externa e interna y vemos muy difícil de revertir esta situación. La pregunta que planteamos es: ¿con qué gas negociaremos con los compradores brasileños después de 2019-2020?”, observó.

Para el investigador de la fundación Jubileo Raúl Velásquez, la declinación del  campo San Alberto es una clara muestra de la ausencia de políticas hidrocarburíferas a largo plazo en el país, y fruto de la inestabilidad en la administración de YPFB durante los últimos 10 años.

Explicó que cuando los precios del petróleo están altos, algunos países optan por monetizar sus reservas, pero además de esto es recomendable que a medida que se explota, se impulse la exploración para recuperar las reservas que se consumen.

“Con San Alberto no ocurrió todo lo mencionado, pese a que   este campo fue el que impulsó la firma del contrato de exportación de gas natural suscrito con Brasil y fue escenario para el anuncio del Decreto Supremo 28701 de Nacionalización”, anotó.

Añadió que  en la década del  2000, San Alberto producía cerca de 3 MMmcd y en 2005 su promedio alcanzó 8 MMmcd y al igual que los otros megacampos (Sábalo y Margarita), su producción  se fue incrementando hasta llegar a 11 MMmcd en  2011, volumen que se mantuvo hasta 2013, justo durante el pico más alto del precio de exportación de gas natural.

En su mejor momento, el yacimiento llegó a contribuir con el 31% de la producción nacional, pero para 2017  su participación disminuyó hasta  8,7%.

“La constante disminución de la producción es lo que permite afirmar que está ya en etapa de declinación, el tiempo que tarde en agotarse el reservorio dependerá del factor de recuperación que defina YPFB, junto a Petrobras, YPFB Andina y Total (titulares del contrato)”, remarcó el experto de la fundación Jubileo.

Según Velásquez una rápida recuperación de reservas hidrocarburíferas para aprovechar los altos precios  entre 2010 y 2014, debió estar acompañado de políticas de reposición.

En su criterio es preocupante que     luego de casi  12 años de su  refundación, YPFB no hubiese tenido la capacidad de encontrar un campo del tamaño e importancia  que tuvo San Alberto.

 Su importancia

  • Descubrimiento  Las reservas de gas de San Alberto fueron descubiertas en 1990. La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988; sin embargo,  hacía falta un segundo pozo exploratorio.
  • Operación Años después, en 1998, se confirmó la existencia de reservas en el pozo SAL X-10. En 1999, la compañía De Golyer & Mac Naughton certificó en 5,3 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas probadas .
  •  Trabajo Luego, en   2000, se construyó la planta separadora de licuables con el primer módulo para procesar  6,6 MMmcd  de gas, que luego  subió a 13 MMmcd.

Página Siete.

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